Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "CO2 injection" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-14 z 14
    Tytuł:
    Experimental and theoretical investigations of CO2 injectivity
    Autorzy:
    Sokama-Neuyam, Y. A.
    Ursin, J. R.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299273.pdf
    Data publikacji:
    2016
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    CO2 injection
    brines
    Opis:
    Laboratory sandstone core flooding experiments were conducted to investigate the impact of brine desaturation and salt precipitation on CO2 injectivity. An attempt was then made to reduce the impact of salt precipitation on CO2 injectivity by injecting a slug of diluent prior to CO2 injection. The effect of brine salinity, CO2 injection rate and initial core permeability on the efficacy of this mitigation technique was investigated. Decrease in diluent brine salinity improved injectivity but there exist a critical brine salinity below which CO2 injectivity was further impaired. It was also observed that, above a certain CO2 injection rate, alternating CO2 injection with the diluent brine could not enhance CO2 injectivity. Injectivity improvement also depends on initial permeability of the porous medium. Up to about 30% injectivity improvement was observed in the experiments.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2016, 33, 2; 245-258
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Comparison of the oil recovery between waterflooding and CO2-EOR method for the JSt oil reservoir
    Autorzy:
    Kułynycz, V.
    Janowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/298755.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    waterflooding
    CO2 injection
    oil
    recovery factor
    Opis:
    Exploitation of oil from the reservoir initially is performed by primary methods that use natural energy reserves, that allows for partial exploitation of geological resources (30%). Further oil resources depletion requires the implementation of appropriate methods to support exploitation, secondary methods, consist mainly in the physical oil displacement and third methods, in which additional types of energy aid the process of exploitation. The use of this methods may contribute up to a twofold increase in the degree of the geological resources depletion. One way to increase the exploitation is the injection of CO2 into the oil fields (CO2-EOR). This gas interacts physically and chemically on the reservoir rocks and oil contained in them, improving the conditions of its production. The technology of CO2 injection into the reservoir allows not only to increase oil production, but also gives the possibility of storing this gas in reservoirs, which is beneficial from the viewpoint of its impact on the environment. In the article was made a comparison of the oil recovery effectiveness between waterflooding and CO2-EOR method for Jastrząbka Stara reservoir. For this purpose, were made simulations of waterflooding and injecting CO2 for selected oil reservoir on the basis of the CO2PROPHET program. We analyzed different variants of injection of water and gas, both the amount of injected media, and the method of injection (only water, only gas, change injection of gas and water). Based on the results of modeling was estimated the amount of oil possible to extract by both methods and the recovery factor of the geological resources of the selected oil reservoir.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2017, 34, 3; 787-797
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    The analysis of CO2 injection in depleted gas reservoirs during the sequestration process
    Autorzy:
    Gonet, K.
    Blicharski, J.
    Rybicki, Cz.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/299199.pdf
    Data publikacji:
    2015
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    CO2 injection
    depleted gas reservoirs
    sequestration
    Opis:
    One of increasingly used methods for reducing carbon dioxide emission to atmosphere is CCS technology (Carbon Capture and Storage). The last element of sequestration technological chain, after capturing and transporting is CO2 storage which is currently considered in natural environment, oceans and geological structures - of which depleted gas reservoirs have high sequestrating potential mainly by virtue of proven record of geological recognition and high recovery factor, hence, great storage capacity. This paper is connected with first stage of CO2 storage in depleted gas reservoir i.e. flow of injected fluid inside the well. Conducted analysis was concerned about CO2 flow conditions inside the injection well in various stages of CO2 storage process, and furthermore, relation between reservoir pressure, injection rate, well diameter. Moreover, the thermodynamic conditions and its impact on changeability of PVT parameters and hence phase changes were also investigated
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2015, 32, 1; 185-200
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Potential for increasing oil recovery from Polish oil-fields by applying EOR methods
    Analiza możliwości zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej z polskich złóż w oparciu metody EOR
    Autorzy:
    Wojnarowski, P.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/216924.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    zaawansowane metody wydobycia
    zatłaczanie CO2
    efektywność wydobycia
    enhanced oil recovery
    CO2 injection
    recovery efficiency
    Opis:
    The application of enhanced oil recovery processes (EOR - Enhanced Oil Recovery) on oil fields increases recovery efficiency. This is especially important in depleted and mature fields. This should result in an increase in production by raising the recovery factor (the ratio of oil produced to total geological reserves). This review presents the growing trend of gas injection (particularly carbon dioxide). In Polish oil fields, conventional methods are currently used. This means that much can still be done in this area. The selection of the optimum method for a given field is a complex procedure consisting of many stages, from collecting data about the field, through more advanced data interpretation, to working out a detailed proposal for the most efficient method of extraction. The pre-selection stage involves excluding methods which, owing to their specific mechanisms, cannot be used for a particular field - e.g. thermal methods in light oil fields or nitrogen injection into shallow reservoirs. This paper analyzes the potential for the application of EOR methods in Poland using a binary technical screening method. Forty-nine, mature Polish oil fields were analyzed. Apart from the rock type, other parameters were also taken into account in the analysis as follows: oil density and viscosity, average porosity, permeability and thickness of the reservoir, and also depth of deposit. In regard to the criteria for the EOR methods applied, the subjects of analysis are oil fields with medium density and viscosity and low permeability (double porosity in carbonate rocks), which are at a relatively shallow or medium depth of deposit. The results of analysis show that gas injection methods, especially carbon dioxide or nitrogen, have the highest potential. Application of this method must be preceded by detailed research and field pilot tests. International experience cannot be applied directly to Poland because of different field characteristics as well as technological and economic conditions.
    Jednym ze sposobów zwiększenia efektywności wydobycia ropy naftowej jest zastosowanie zaawansowanych metod wydobycia (EOR - Enhanced Oil Recovery). W odróżnieniu od pierwotnych i wtórnych metod wydobycia, celem metod zaawansowanych jest dostarczenie do złoża dodatkowego źródła energii wspomagającego naturalne procesy lub je zastępującego, a także modyfikacja składu i właściwości fizycznych płynów złożowych w celu minimalizacji oporów przepływu w złożu. Metody te znajdują szczególnie zastosowanie w przypadku złóż w znacznym stopniu sczerpanych. Znaczenie tych metod w światowym wydobyciu rośnie, a dominującą rolę zaczynają odgrywać metody zatłaczania gazów w tym dwutlenku węgla. Polskie złoża ropy naftowej są obecnie eksploatowane z wykorzystaniem metod konwencjonalnych, co stwarza możliwości podniesienia efektywności wydobycia przez zastosowanie metod zaawansowanych. Proces doboru optymalnej metody do złoża jest złożony i wieloetapowy. W fazie wstępnej opiera się na podstawowych informacjach o złożu i stopniowo przechodzi do etapów zaawansowanych, kończących się opracowaniem szczegółowego projektu najefektywniejszej metody. W pracy przeanalizowano możliwości zastosowania tych metod na polskich złożach wykorzystując technikę opartą na podstawowych kryteriach ich stosowalności i logikę dwuwartościową. Przeanalizowano 49 złóż ropy naftowej z całego obszaru Polski występujących zarówno w skałach węglanowych jak i piaskowcowych. Z punktu widzenia kryteriów stosowania metod EOR, analizowane obiekty to złoża ropy o średniej gęstości i lepkości, niskiej przepuszczalności (w przypadku skał węglanowych podwójna porowatość), zalegające stosunkowo płytko lub na średniej głębokości. Uzyskane wyniki wskazują, że najszersze zastosowanie w warunkach polskich znaleźć mogą metody zatłaczania gazów, w tym dwutlenku węgla lub azotu. Wymaga to jednak przeprowadzenia szeregu badań i testów pilotażowych, gdyż doświadczenia amerykańskie nie mogą być bezpośrednio przenoszone ze względu na odmienne warunki złożowe, technologiczne i ekonomiczne.
    Źródło:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2012, 28, 4; 47-58
    0860-0953
    Pojawia się w:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Wpływ presorpcji metanu na zmiany wymiarów zewnętrznych węgla kamiennego podczas sorpcji ditlenku węgla
    The effects of methane presorption on the variations of external diameters of hard coals during the sorption of carbon dioxide
    Autorzy:
    Zarębska, K.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2062829.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    presorpcja CO2
    zatłaczanie CO2
    węgiel kamienny
    rozszerzalność/kontrakcja
    CO2 presorption
    CO2 injection
    hard coal
    expansion/contraction
    Opis:
    W pracy przedstawiono badania mające na celu obserwację zachowania węgla kamiennego podczas gromadzenia w nim gazów kopalnianych i zmianę jego wymiarów zewnętrznych związaną z tym procesem. Podczas sorpcji gazów następuje zwiększenie wymiarów węgla, natomiast podczas desorpcji jego kontrakcja. Otrzymane wyniki badań wskazują, że węgiel bardziej rozszerza się w kierunku prostopadłym (ε﬩) do uławicenia niż w kierunku równoległym (ε//). Zarówno dla procesów sorpcyjnych, jak i dylatometrycznych osiągnięcie stanu równowagi następuje szybciej w układach węgiel–ditlenek węgla niż węgiel–metan. Mimo, że węgle kamienne w procesie sorpcji chłoną CO2 ponad dwukrotnie więcej ditlenku węgla niż metanu, ich deformacja sorpcyjna jest około trzy razy większa podczas sorpcji ditlenku węgla w porównaniu z metanem. Z przeprowadzonych badań wynika, że zatłoczenie ditlenku węgla do złoża metanowego, może być przyczyną, przy braku możliwości rozszerzania węgla w złożu, zwiększenia naprężeń w górotworze i w konsekwencji zmiany przepuszczalności złoża.
    Experiments were performed to investigate the hard coal behaviour while accumulating mine gases and the changes in its external dimensions that accompany this process. Sorption of mine gases brings about an increase of external dimensions of coal, and their desorption is accompanied by coal contraction. The results show that coal expansion is more pronounced in the direction perpendicular (ε﬩) to the bedding than parallel to it (ε //). The equilibrium condition both in sorption and expansion processes can be reached more quickly in the coal–CO2 than for coal–CH4 systems. In spite of the fact that coals tend to sorb CO2 much more effectively than CH4, their deformation ability due to sorption is three times greater during sorption of carbon dioxide than for methane. The tests reveal that injection of carbon dioxide to the coalbed containing methane may lead to increased stresses in the rock strata as the coal will not be able to expand any further and this will cause changes of the seam permeability.
    Źródło:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2012, 448 (1); 133--136
    0867-6143
    Pojawia się w:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Możliwość wspomagania wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka poprzez zatłaczanie CO2
    Possibility of enhanced oil recovery from the Nosówka oil reservoir by CO2 injection
    Autorzy:
    Łętkowski, P.
    Szott, W.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2062709.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    wspomaganie wydobycia ropy naftowej
    zatłaczanie CO2
    sekwestracja CO2
    symulacje złożowe
    EOR
    CO2 injection
    CO2 sequestration
    simulation modeling
    Opis:
    W artykule przeanalizowano problem wspomaganego wydobycia ropy naftowej ze złoża Nosówka przy pomocy zatłaczania do złoża dwutlenku węgla. W tym celu skonstruowano kompozycyjny model symulacyjny złoża. Model ten wykorzystano do przeprowadzenia wielowariantowych symulacji prognostycznych. Porównano efekty różnych scenariuszy zatłaczania CO2 i wydobycia ropy ze złoża oraz wskazano najbardziej skuteczny program sczerpania ropy ze złoża Nosówka. Określono również pojemność sekwestracyjną struktury do magazynowania CO2.
    The paper addresses the problem of enhanced oil recovery (EOR) in the Nosówka oil field by the injection of CO2. It was analysed with the use of a compositional simulation model of the reservoir. Multi-scenario forecasts of the process were performed by simulation modeling. Their results were discussed and compared with respect to the final recovery factor. A most effective scenario was found and characterized. The CO2 storage capacity of the structure was also determined.
    Źródło:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2012, 448 (1); 107--116
    0867-6143
    Pojawia się w:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Possibilities of underground CO2 storage in the Upper Silesian region
    Możliwości podziemnego składowania CO2 w regionie górnośląskim
    Autorzy:
    Solik-Heliasz, E.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/216228.pdf
    Data publikacji:
    2010
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    składowanie CO2
    GZW
    zatłaczanie CO2
    pokład węgla
    CCS
    CO2 storage
    Upper Silesian Coal Basin
    CO2 injection
    coal seams
    Opis:
    The results of investigations hitherto performed indicate that in the Upper Silesian region exists the possibility of carbon dioxide storage in geological structures. However, taking into account the considerable urbanisation degree, for storage are suitable water-bearing horizons and hard coal seams located on the outskirts of the agglomeration, whereas because of safety reasons areas intensively industrialised are not suitable (towns, large industrial objects). The best conditions for CO2 injection were ascertained in the horizon of Dębowiec layers in the Skoczów-Zebrzydowice area. The determined storage site has a sufficient capacity for the needs of a local CO2 emitter. The storage possibility concerns also mine workings of selected abandoned hard coal mines. The results of initial investigations have pointed out that the creation in the workings of low-pressure reservoirs (with pressure up to 0.6 MPa) or high-pressure reservoirs in selected, isolated workings (for pressure exceeding 1 MPa) can be considered. However, their storage capacity will be lower than in the water-bearing layers. Potential storage possibilities are connected also with hard coal seams - particularly seams occurring at great depth, in areas considerably tectonically affected and flooded, beyond the range of operating mines. However, it should be taken into consideration that possible CO2 injection will cause that coal resources in the CO2 storage area never could be extracted using mining methods or be subject to gasification and that other type of economic activity could be conducted only at a considerable distance, beyond the range of their mutual influence.
    Wyniki dotychczasowych badań wskazują, że w regionie górnośląskim istnieje możliwość składowania dwutlenku węgla w strukturach geologicznych. Jednak ze względu na znaczny stopień zurbanizowania do składowania nadają się poziomy wodonośne i pokłady węgla kamiennego zlokalizowane na obrzeżu aglomeracji, natomiast nie kwalifikują się ze względów bezpieczeństwa obszary silnie zindustrializowane (miast, dużych obiektów przemysłowych i innych). Najlepsze warunki do zatłaczana CO2 stwierdzono w poziomie warstw dębowieckich w rejonie Skoczów-Zebrzydowice. Wyznaczone składowisko ma pojemność wystarczającą na potrzeby lokalnego emitenta CO2. Możliwość składowania dotyczy również wyrobisk górniczych wybranych zlikwidowanych kopalń węgla kamiennego. Wyniki wstępnych badań wykazały, że można rozważać utworzenie w nich zbiorników niskociśnieniowych (o ciśnieniu do 0,6 MPa) lub w wybranych, izolowanych wyrobiskach, zbiorników wysokociśnieniowych (na ciśnienie powyżej 1 MPa). Ich pojemność składowania będzie jednak mniejsza, niż w warstwach wodonośnych. Potencjalnie możliwości składowania są związane również z pokładami węgla kamiennego - zwłaszcza zalegającymi na dużej głębokości, w obszarach znacznie zaangażowanych tektonicznie i zawodnionych, poza zasięgiem czynnego górnictwa. Należy jednak mieć na uwadze, że ewentualne zatłaczanie CO2 spowoduje, iż zasoby węgla w rejonie składowiska CO2 nigdy nie będą mogły być eksploatowane metodami górniczymi lub poddane zgazowaniu, oraz że będzie można prowadzić innego typu działalność gospodarczą tylko w znacznej odległości, poza zasięgiem ich wzajemnego oddziaływania.
    Źródło:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2010, 26, 3; 53-65
    0860-0953
    Pojawia się w:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part II – real reservoir model
    Analiza procesu wspomaganego wydobycia ropy odwiertem bilateralnym z wykorzystaniem WAG-CO2 w oparciu o symulacje złożowe. Część II – model złoża rzeczywistego
    Autorzy:
    Szott, W.
    Miłek, K.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835255.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    EOR
    WAG
    SWAG
    CO2 injection
    miscible displacement
    bilateral wells
    wspomagane wydobycie ropy
    naprzemienne zatłaczanie wody i gazu
    zatłaczanie CO2
    wypieranie typu mieszającego
    odwierty wielodenne
    Opis:
    Based on the general conclusions in part I of the study, this part II presents the analysis of the selected EOR methods with particular attention paid to the WAG (Water-Alternating-Gas) method and its SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) version, involving the simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section of the injection well, CO2 through the lower section of the well) for a real reservoir model. Forecasts of oil production have been performed with the use of the primary method, waterflooding method as well as the WAG and SWAG methods. For each of the above production methods, additional options were considered to increase the number of injection wells from 6 to 8. In order to perform the above described forecasts, a number of general assumptions were made concerning the amount of injected and produced liquids as well as limitations associated with them. The paper presents a detailed analysis of the reservoir operation for each case. Results of total amounts of the injected and produced fluids are presented in detail. Qualitative assessment of the analyzed methods is presented based on the main simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir model at the end of production forecasts.
    Bazując na wnioskach ogólnych w części I pracy w niniejszej II części przedstawiono analizę wybranych metod EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG (Water-Alternating-Gas) i jej odmiany SWAG (Simultaneous Water-Alternating-Gas) polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (górną sekcją wody, dolną sekcją CO2) dla modelu rzeczywistego złoża. Przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania i metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod wspomagania wydobycia rozpatrzono dodatkowe warianty zakładające zwiększenie liczby odwiertów tłoczących z 6 do 8. W celu przeprowadzenia powyżej opisanych prognoz przyjęto szereg założeń ogólnych dotyczących ilości zatłaczanych i wydobywanych płynów oraz ograniczeń z tym związanych. W pracy przedstawiono szczegółową analizę pracy złoża dla każdego wariantu. Podano szczegółowe wyniki dla sumarycznych wielkości zatłaczanych i wydobytych płynów. Ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki eksploatacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec jej eksploatacji złoża.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2018, 74, 7; 503-510
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Safety and effectiveness of carbon dioxide storage in water-bearing horizons of the Upper Silesian Coal Basin region
    Bezpieczeństwo i efektywność składowania dwutlenku węgla w poziomach wodonośnych rejonu Górnośląskiego Zagłębia Węglowego
    Autorzy:
    Solik-Heliasz, E.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/216596.pdf
    Data publikacji:
    2011
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
    Tematy:
    składowisko CO2
    strefa ochronna
    efektywność zatłaczania CO2
    szczelinowanie utworów
    utwory zbiornikowe
    składowiska w GZW
    CO2 storage sites
    protective zone
    CO2 injection effectiveness
    fracturing
    reservoir formation
    storage sites
    Upper Silesian Coal Basin
    Opis:
    The results of investigations in the field of CO2 storage in water-bearing horizons in the area of the Upper Silesian Coal Basin were presented. It has been stated that the CO2 injection process will appear in the area of the storage site and beyond its boundaries. The determination of protective zones for underground CO2 storage and other structural elements, e.g. big tectonic zones, was proposed. These zones will constitute a safety buffer between the underground storage site and utilitarian undertakings conducted in its neighbourhood. In the work the proposal of CO2 injection intensification through controlled fracturing of formations of the future storage site was presented. This action should increase the CO2 injection effectiveness, especially in rock series characterised by average values of reservoir parameters.
    Przedstawiono wyniki badań w zakresie składowania CO2 w poziomach wodonośnych na obszarze GZW. Stwierdzono, że proces iniekcji CO2 zaznaczy się w obszarze składowiska oraz poza jego granicami. Zaproponowano wyznaczanie stref ochronnych dla podziemnego składowania CO2 i innych elementów strukturalnych, np. dużych stref tektonicznych. Strefy te będą stanowiły bufor bezpieczeństwa między podziemnym składowiskiem i przedsięwzięciami utylitarnymi prowadzonymi w jego sąsiedztwie. W pracy przedstawiono propozycję intensyfikacji zatłaczania CO2 poprzez kontrolowane szczelinowanie utworów przyszłego składowiska. Zabieg powinien zwiększyć efektywność zatłaczania CO2 zwłaszcza w seriach skalnych cechujących się przeciętnymi wartościami parametrów zbiornikowych.
    Źródło:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2011, 27, 3; 141-149
    0860-0953
    Pojawia się w:
    Gospodarka Surowcami Mineralnymi
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Impact of reservoir heterogeneity on the control of water encroachment into gas-condensate reservoirs during CO2 injection
    Autorzy:
    Matkivskyi, Serhii
    Burachok, Oleksandr
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2175871.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    STE GROUP
    Tematy:
    3D reservoir model
    numerical simulation
    enhanced gas recovery (EGR)
    gas-condensate reservoir
    water drive
    trapped gas
    carbon dioxide (CO2) injection
    Opis:
    The paper evaluates application of CO2 injection for the control of water encroachment from the aquifer into gas-condensate reservoir under active natural water drive. The results of numerical simulations indicated that injection of CO2 at the initial gas-water contact (GWC) level reduces the influx of water into gas-bearing zone and stabilizes the operation of production wells for a longer period. The optimum number of injection wells that leads to the maximum estimated ultimate recovery (EUR) factor was derived based on statistical analysis of the results. The maximum number of injection wells at the moment of CO2 break-through into production wells for homogeneous reservoir is equal to 6.41 (6) and for heterogeneous – 7.74 (8) wells. Study results indicated that with the increase of reservoir heterogeneity, denser injection well pattern is needed for the efficient blockage of aquifer water influx in comparison to homogeneous one with the same conditions. Gas EUR factor for the maximum number of injection wells in homogenous model is equal 64.05% and in heterogeneous – 55.56%. Base depletion case the EURs are 51.72% and 49.44%, respectively. The study results showed the technological efficiency of CO2 injection into the producing reservoir at initial GWC for the reduction of water influx and improvement of ultimate hydrocarbon recovery.
    Źródło:
    Management Systems in Production Engineering; 2022, 1 (30); 62--68
    2299-0461
    Pojawia się w:
    Management Systems in Production Engineering
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Analysis of the enhanced oil recovery process through a bilateral well using WAG-CO2 based on reservoir simulation. Part I – synthetic reservoir model
    liza procesu wspomaganego wydobycia ropy odwiertem bilateralnym z wykorzystaniem WAG-CO2w oparciu o symulacje złożowe. Część I – model złoża syntetycznego
    Autorzy:
    Szott, W.
    Miłek, K.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835204.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    EOR
    WAG
    SWAG
    CO2 injection
    miscible displacement
    bilateral wells
    EOR (wspomagane wydobycie ropy)
    WAG (naprzemienne zatłaczanie wody i gazu)
    SWAG (jednoczesne, naprzemienne zatłaczanie wody i gazu)
    zatłaczanie CO2
    wypieranie mieszające
    Opis:
    The paper presents analysis of the selected EOR methods based on the results of reservoir simulations with particular attention paid to WAG method and its SWAG variation consisting in simultaneous and selective injecting of water and CO2 (water through the upper section, CO2 through the lower section of the injector). Reservoir simulations have been performed on two models of synthetic reservoir: one with standard permeability equal to the average permeability of the largest Polish reservoir and the second one with reduced permeability. Forecasts of oil production with the use of the primary method, waterflooding method as well as WAG and SWAG methods have been performed for each of these models. For each of these methods, the cases of oil production by a vertical, standard horizontal and by bilateral well with two sections situated one above the other were considered. In order to perform the above described forecasts, a number of general assumptions were made concerning the amount of injected and produced liquids as well as limitations associated with it. The paper presents a detailed analysis of the reservoir exploitation for each of the cases. Results for total amounts are presented in the table, and the qualitative assessment is presented based on simulation results including distribution of oil saturation in the reservoir at the end of exploitation process.
    W pracy w oparciu o wyniki symulacji złożowych przedstawiono wybrane metody EOR ze szczególnym uwzględnieniem metody WAG i jej odmiany SWAG polegającej na równoczesnym i selektywnym tłoczeniu wody i CO2 (wody górną sekcją odwiertu zatłaczającego, CO2 dolną jego sekcją). Symulacje złożowe przeprowadzono na dwóch modelach syntetycznego złoża: jednego o standardowej przepuszczalności, tj. równej średniej przepuszczalności dla jednego z największych polskich złóż i drugiego o przepuszczalności zredukowanej. Dla każdego z tych modeli przeprowadzono prognozy wydobycia ropy przy użyciu metody pierwszej, metody nawadniania oraz metod WAG i SWAG. Dla każdej z powyższych metod rozpatrzono przypadki wydobycia ropy przez odwiert pionowy, standardowy horyzontalny oraz bilateralny o dwóch sekcjach znajdujących się jedna nad drugą. W celu przeprowadzenia powyżej opisanych prognoz przyjęto szereg założeń ogólnych dotyczących ilości zatłaczanych i wydobywanych płynów oraz ograniczeń z tym związanych. W pracy przedstawiono szczegółową analizę eksploatacji złoża dla każdego wariantu. Wyniki dla sumarycznych wielkości zestawiono w tabeli, a ocenę jakościową przedstawiono w oparciu o podstawowe wyniki symulacji, w tym rozkłady nasycenia ropą w złożu na koniec eksploatacji złoża.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2018, 74, 4; 270-278
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Enhanced Gas and Condensate Recovery: Review of Published Pilot and Commercial Projects
    Wspomaganie wydobycia gazu ziemnego i kondensatu: przegląd opublikowanych projektów pilotażowych i komercyjnych
    Autorzy:
    Burachok, Oleksandr
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2145829.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    enhanced condensate recovery
    dry gas injection
    solvent gas injection
    nitrogen injection
    carbon dioxide injection
    CO2 sequestration
    wspomaganie wydobycia kondensatu
    zatłaczanie
    suchy gaz
    płyn rozpuszczalnikowy
    azot
    dwutlenek węgla
    sekwestracja CO2
    Opis:
    The majority of the Ukrainian gas condensate fields are in the final stage of development. The high level of reservoir energy depletion has caused significant in situ losses of condensed hydrocarbons. Improving and increasing hydrocarbon production is of great importance to the energy independence of Ukraine. In this paper, a review of the pilot and commercial enhanced gas and condensate recovery (EGR) projects was performed, based on published papers and literature sources, in order to identify those projects which could potentially be applied to the reservoir conditions of Ukrainian gas condensate fields. The EGR methods included the injection of dry gas (methane), hydrocarbon solvents (gas enriched with C2–C4 components), or nitrogen and carbon dioxide. The most commonly used and proven method is dry gas injection, which can be applied at any stage of the field’s development. Dry gas and intra-well cycling was done on five Ukrainian reservoirs, but because of the need to block significant volumes of sales gas they are not being considered for commercial application. Nitrogen has a number of significant advantages, but the fact that it increases the dew point pressure makes it applicable only at the early stage, when the reservoir pressure is above or near the dew point. Carbon dioxide is actively used for enhanced oil recovery (EOR) or for geological storage in depleted gas reservoirs. In light of the growing need to reduce carbon footprints, CO2 capture and sequestration is becoming very favourable, especially due to the low multi-contact miscibility pressure, the high density under reservoir conditions, and the good miscibility with formation water. All of these factors make it a good candidate for depleted gas condensate reservoirs.
    Większość ukraińskich złóż gazu kondensatowego znajduje się w końcowej fazie zagospodarowania. Wysoki poziom wyczerpania energii złożowej spowodował znaczne straty in situ skroplonych węglowodorów. Duże znaczenie dla niezależności energetycznej Ukrainy ma usprawnienie i zwiększenie wydobycia węglowodorów. W niniejszym artykule dokonano przeglądu pilotażowych i komercyjnych projektów wspomagania wydobycia gazu ziemnego i kondensatu (EGR) na podstawie opublikowanych artykułów i źródeł literaturowych w celu zidentyfikowania tych, które mogą znaleźć zastosowanie w warunkach występujących w ukraińskich złożach gazowokondensatowych. Metody EGR obejmują zatłaczanie: suchego gazu (metanu), rozpuszczalników węglowodorów (gaz wzbogacony składnikami C2–C4), azotu i dwutlenku węgla. Najpowszechniej używane, sprawdzone i szeroko stosowane jest zatłaczanie suchego gazu, które można wykorzystać na każdym etapie zagospodarowania złoża. Na pięciu ukraińskich złożach zostało wdrożone zatłaczanie suchego gazu i obieg wewnątrz odwiertu, ale ze względu na konieczność zablokowania znacznych wolumenów gazu przeznaczonego do sprzedaży obecnie metoda ta nie jest brana pod uwagę do komercyjnego zastosowania. Azot ma wiele istotnych zalet, ale fakt, że powoduje zwiększenie ciśnieniowego punktu rosy, sprawia, że można go stosować tylko na wczesnym etapie, gdy ciśnienie złożowe jest wyższe od punktu rosy. Dwutlenek węgla jest aktywnie wykorzystywany do wspomagania wydobycia ropy naftowej (EOR) lub do geologicznego składowania w sczerpanych złożach gazu. W świetle rosnących potrzeb w zakresie redukcji śladu węglowego wychwytywanie i sekwestracja CO2 stają się bardzo korzystne, zwłaszcza ze względu na niską wartość ciśnienia mieszalności przy wielokrotnym kontakcie, dużą gęstość w warunkach złożowych oraz dobrą mieszalność z wodą złożową. Wszystko to sprawia, że jest to dobry kandydat do zastosowania w sczerpanych złożach gazu kondensatowego.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2021, 77, 1; 20-25
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Technologia produkcji metanu z pokładów węgla poprzez zatłaczanie CO2 - przegląd doświadczeń uzyskanych w trakcie realizacji projektu CARBOLAB
    Technology of methane production from coal seams through CO2 injection - the review of tests collected during the implementation of CARBOLAB project
    Autorzy:
    Krzemień, A.
    Skiba, J
    Koteras, A.
    Duda, A
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/164250.pdf
    Data publikacji:
    2015
    Wydawca:
    Stowarzyszenie Inżynierów i Techników Górnictwa
    Tematy:
    produkcja metanu z pokładów węgla
    zatłaczanie i okładowanie CO2
    ryzyko stosowania technologii ECBM
    production of methane from coal seams
    injection and storage of CO2
    risk of using ECBM technology
    Opis:
    Artykuł przedstawia doświadczenia uzyskane w trakcie realizacji europejskiego projektu pn. „CARBOLAB", finansowanego przez Fundusz Badawczy Węgla i Stali w latach 2009-2013. Projekt obejmował podziemne testy zatłaczania CO2 do pokładów węgla i uzyskiwanie metanu, który wypierany przez dwutlenek węgla, mógł być transportowany na powierzchnię. Głównym celem projektu było określenie możliwości zastosowania technologii ECBM (Enhanced Coal Bed Methane Recovery) w określonych warunkach dołowych. Przedstawione w artykule badania pozwoliły na określenie długoterminowego bezpieczeństwa dla składowania CO2 w pokładach węgla. Na potrzeby projektu zidentyfikowano różne rodzaje zagrożeń związanych ze stosowaną technologią oraz opracowano scenariusze rozwoju niebezpiecznych zdarzeń, które w konsekwencji mogłyby prowadzić do wycieku CO2 z miejsca składowania. Nieprawidłowo przeprowadzony proces może prowadzić do zniszczenia instalacji zabudowanej pod ziemią jak i na powierzchni, zanieczyszczenia lub wycieku CO2 lub CH4, a w konsekwencji doprowadzić do nieodwracalnych zmian w ekosystemach.
    This paper presents the tests collected during the implementation of the European project as "CARBOLAB", funded by the Coal and Steel Research Fund between 2009 and 2013. The project was implemented within the framework of the underground tests of CO2 injection into coal seams and extraction of methane which, supported by CO2, may have been released to the surface. The main purpose of the project was to determine the possibility of application of the ECBM (Enhanced Coal Bed Methane Recovery) technology in particular underground conditions. The tests presented in this paper allowed to determine the protection of safety for the storage of CO2 in coal seam in the long-term. The project required the identification of different hazards connected with the technology applied as well as the elaboration of scenarios for the development of hazardous events which may lead to the escape of CO2 from the storage. An incorrect process may lead to the damage of the installation mounted both underground and on the surface, contamination or escape of CO2 or CH4, resulting in the irreversible changes in ecosystems.
    Źródło:
    Przegląd Górniczy; 2015, 71, 1; 37-45
    0033-216X
    Pojawia się w:
    Przegląd Górniczy
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ocena efektywności ekonomicznej procesu WAG na podstawie danych eksperymentalnych dla jednego z krajowych złóż ropy naftowej
    Evaluation of the economic efficiency of the WAG process based on experimental data for one of the domestic oil fields
    Autorzy:
    Wojnicki, Mirosław
    Kuśnierczyk, Jerzy
    Szuflita, Sławomir
    Warnecki, Marcin
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2143538.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    wspomagane wydobycie ropy
    EOR
    zatłaczanie gazu
    naprzemienne zatłaczanie wody i gazu
    WAG
    gaz zaazotowany
    enhanced oil recovery
    gas injection
    water alternating gas
    CO2
    high-nitrogen natural gas
    Opis:
    Problem związany z koniecznością zwiększenia stopnia sczerpania zasobów złoża dotyczy wielu dojrzałych, również krajowych, złóż ropy naftowej, w tym tych najważniejszych – zlokalizowanych w dolomicie głównym. Zapewnienie zadowalającego stopnia sczerpania jest możliwe jedynie dzięki zastosowaniu efektywnej metody wspomagania wydobycia ropy (ang. enhanced oil recovery, EOR). Naprzemienne zatłaczanie wody i gazu (ang. water alternating gas, WAG), jako jedna ze skuteczniejszych metod EOR, została przebadana w warunkach charakterystycznych dla krajowych złóż w formacjach węglanowych. Rezultaty prac eksperymentalnych, a także symulacyjnych prowadzonych w INiG – PIB wskazują na duży potencjał zastosowania metody WAG w warunkach krajowych. Niewątpliwą zaletą wykorzystania metody WAG jest możliwość utylizacji różnego rodzaju gazów, w tym gazów spalinowych/odpadowych lub gazów ziemnych o znikomej wartości energetycznej. Kwestia ta zasługuje na szczególną uwagę, gdyż jak wiadomo, ograniczenie emisji gazów odpowiedzialnych za globalne ocieplenie ma krytyczne znaczenie dla przyszłości naszej planety. Użycie w metodach EOR gazów, powiązane z ich bezpiecznym składowaniem w strukturach geologicznych, oraz wykorzystanie naturalnej energii złożowej to działania pozwalające na zmniejszenie śladu środowiskowego wydobywanej ropy. W niniejszym artykule, opierając się na wynikach prac eksperymentalnych, przeprowadzono uproszczoną analizę ekonomiczną wykorzystania w metodzie WAG czterech typów gazów: w postaci gazów kwaśnych (dwutlenek węgla i jego mieszanina z siarkowodorem) oraz gazów ziemnych (zaazotowanych i wysokozaazotowanych). Pozwoliło to na wytypowanie optymalnych pod względem ekonomicznym wariantów metody WAG. Przeprowadzone obliczenia wykazały, że pomimo znacząco niższej skuteczności zaazotowanych gazów ziemnych przy wspomaganiu wydobycia ropy (w kontekście uzyskiwanego współczynnika odropienia), ich zastosowanie może być uzasadnione pod względem ekonomicznym. Dobór optymalnego wariantu wspomagania wydobycia zależy w dużej mierze od przyjętych (aktualnych) kosztów pozyskania zatłaczanych mediów oraz ceny wydobywanego surowca na rynkach światowych.
    The challenge related to the need for an increase of the recovery factor concerns numerous mature, also domestic oilfields, including the most important ones – located in Main Dolomite formation. Satisfactory recovery factor can be ensured only through applying an effective enhanced oil recovery method (EOR). Water Alternating Gas (WAG), as one of the most effective EOR methods, has been tested in conditions characteristic for domestic deposits in carbonate formations. The results of experimental and simulation works carried out at the Oil and Gas Institute (INiG – PIB) indicate significant potential for the application of the WAG method in domestic conditions. An unquestionable advantage of the WAG method is the opportunity to utilize various types of gases, including flue/waste gas or low-energy natural gas. This issue deserves special attention because, as we know, the reduction in the emissions of gases involved in global warming is critical for the future of our planet. Their utilization in EOR methods, coupled with their safe storage in geological structures, constitute measures that reduce the environmental footprint of produced oil. In the article, based on the of experimental results, a simplified economic analysis of the utilization of four gas types in the form of acidic gases (carbon dioxide and its mixture with hydrogen sulfide) and natural gases (high and very high nitrogen content) in the WAG method was carried out. That allowed to identify the most economically optimal variants of the WAG method. The results showed that despite significantly lower effectiveness of nitrogen-rich natural gases in enhancing oil recovery (in the context of recovery factor), their application might be justified in economic terms. The selection of the optimal variant for enhancing recovery is strongly influenced by the assumed (current) cost of acquiring the injected media, and of course by the current (and forecasted) crude oil price.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2021, 77, 2; 75-81
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-14 z 14

      Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies